RU2098613C1 - Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit - Google Patents
Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2098613C1 RU2098613C1 RU9292004379A RU92004379A RU2098613C1 RU 2098613 C1 RU2098613 C1 RU 2098613C1 RU 9292004379 A RU9292004379 A RU 9292004379A RU 92004379 A RU92004379 A RU 92004379A RU 2098613 C1 RU2098613 C1 RU 2098613C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- well
- pair
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 23
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 104
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 104
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 45
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 41
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 claims description 14
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способу добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти. Эта залежь содержит нефть, вязкость которой такова, что залежь первоначально может оказаться непроницаемой. Для получения углеводородов из такой залежи вязкость нефти необходимо понизить, что может быть осуществлено нагреванием залежи. The invention relates to a method for producing hydrocarbons from an underground tar sand deposit or a heavy oil deposit. This reservoir contains oil whose viscosity is such that the reservoir may initially be impermeable. To obtain hydrocarbons from such a reservoir, the viscosity of the oil must be lowered, which can be done by heating the reservoir.
Известен способ добычи залежи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти (патент Канады N 1130201, кл. E 21 B 43/24, 1982). A known method of producing a hydrocarbon deposit from an underground deposit of tar sand or a heavy oil deposit (Canadian patent N 1130201, CL E 21 B 43/24, 1982).
Этот способ включает бурение и подготовку к эксплуатации пары скважин, которая состоит из нагнетательной скважины, заканчивающейся в залежи, и добывающей скважины, заканчивающейся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной за счет нагнетания водяного пара в нагнетательную скважину и добывающую скважину. This method includes drilling and preparing for operation a pair of wells, which consists of an injection well ending in a reservoir and a producing well ending in a reservoir below the level of the injection well, creating a permeable zone between the injection well and the producing well by injecting water vapor into the injection well and production well.
После создания между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной проницаемой зоны подачу пара в добывающую скважину прекращают и подают водяной пар только в нагнетательную скважину, а по добывающей скважине извлекают углеводороды. After creating a permeable zone between the injection well and the production well, the steam supply to the production well is stopped and water vapor is supplied only to the injection well, and hydrocarbons are recovered from the production well.
Пар, который был нагнетен в скважину, образует паросодержащую нагретую зону вдоль нагнетательной скважины, и углеводороды, которые становятся подвижными в нагретой залежи, дренируют через нагретую зону к добывающей скважине, которую располагают ниже нагнетательной скважины. Поэтому этот способ относится к способу дренажа при содействии пара. Эффект пара заключается главным образом в продвижении в вертикальном направлении вниз. The steam that has been injected into the well forms a vapor-containing heated zone along the injection well, and hydrocarbons that become mobile in the heated reservoir are drained through the heated zone to the producing well, which is located below the injection well. Therefore, this method relates to a steam assisted drainage method. The effect of steam is mainly to move in a vertical direction down.
Вышеописанный известный способ не является достаточно эффективным. Техническим результатом изобретения является увеличение добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти. The above known method is not sufficiently effective. The technical result of the invention is to increase the production of hydrocarbons from an underground deposit of tar sand or a deposit of heavy oil.
Этот технический результат достигается тем, что в способе добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти, содержащей бурение и подготовку к эксплуатации нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, согласно изобретению бурение и подготовку к эксплуатации осуществляют по меньшей мере двумя парами скважин, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем вторая пара скважин обращена к первой паре скважин, создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй пары скважин. This technical result is achieved by the fact that in the method of producing hydrocarbons from an underground deposit of tar sand or a heavy oil reservoir, comprising drilling and preparing for operation an injection well that ends in the reservoir and a production well that ends in a reservoir below the level of the injection well, creating a permeable zones between the injection and production wells, according to the invention, drilling and preparation for operation are carried out by at least two pairs of wells, where each pair is inclusive it injects a well borehole ending in a reservoir and a production borehole ending in a reservoir below the level of the borehole, the second pair of wells facing the first pair of boreholes, creating a permeable zone between the injection borehole and the producing borehole of each pair of boreholes, injecting water vapor through the boreholes , the simultaneous extraction of hydrocarbons is carried out by producing wells, while the injection pressure in the injection well of the first pair of wells exceeds the pressure th injection into the injection well of the second well pair.
Из вышеописанного ясно, что усовершенствование известного способа состоит в том, что бурят и готовят к эксплуатации по крайней мере две пары скважин, и давление нагнетания нагнетательной скважины первой пары скважин выше, чем давление нагнетания нагнетательной скважины второй пары скважин. From the above it is clear that the improvement of the known method consists in the fact that at least two pairs of wells are drilled and prepared for operation, and the injection pressure of the injection well of the first pair of wells is higher than the injection pressure of the injection well of the second pair of wells.
Эффект нагнетания водяного пара под различными давлениями заключается в том, что содержащая водяной пар зона нагнетательной скважины первой пары скважин в дальнейшем увеличивается внутри залежи в направлении от этой нагнетательной скважины к нагнетательной скважине второй пары скважин. Таким образом, эффект пара заключается также с продвижении в горизонтальном направлении от первой пары скважин ко второй паре скважин. Следовательно, способ согласно изобретению будет обеспечивать увеличение добычи углеводородов. The effect of injecting water vapor at different pressures is that the water-containing zone of the injection well of the first pair of wells further increases inside the reservoir in the direction from this injection well to the injection well of the second pair of wells. Thus, the vapor effect also consists in moving horizontally from the first pair of wells to the second pair of wells. Therefore, the method according to the invention will provide an increase in hydrocarbon production.
На фиг.1 представлено схематическое аксонометрическое изображение подземной залежи гудронного песка с двумя парами скважин; на фиг.2 - схематическое изображение в вертикальном разрезе подземной залежи гудронного песка, показанной на фиг. 1; на фиг.3 схематическое аксонометрическое изображение подземной залежи гудронного песка с тремя парами скважин; на фиг.4 схема размещения на поверхности четырех рядов скважин. Figure 1 presents a schematic axonometric image of an underground deposit of tar sand with two pairs of wells; FIG. 2 is a schematic vertical sectional view of an underground tar sand deposit shown in FIG. one; figure 3 is a schematic axonometric image of an underground deposit of tar sand with three pairs of wells; figure 4 layout on the surface of four rows of wells.
Подземная залежь 1 гудронного песка (фиг.1) проходит под слоем 2 покрывающей формации. Этот слой 1 достигает поверхности (не показана). От поверхности до залежи 1 пробурены две скважины, из которых первая пара 3 включает в себя скважины 4 и 5, а вторая пара 6 включает в себя скважины 7 и 8. Каждая из пар 3 и 6 скважин включает в себя нагнетательную скважину соответственно 4 или 7, заканчивающуюся в залежи 1, и добывающую скважину соответственно 5 или 8, заканчивающуюся также в залежи 1, но на уровне ниже концов нагнетательных скважин 4 и 7. Вторая пара 6 скважин обращена к первой паре 3 скважин.
Каждая скважина 4,5,7,8 имеет горизонтальный концевой участок 9,10,II, 12, соответственно, который расположен в подземной залежи 1 гудронного песка. На фиг.1 пунктирными линиями обозначены те участки скважины, которые находятся ниже верхнего уровня залежи 1 гудронного песка. Каждая из скважин 4,5,7,8 снабжена обсадной трубой (не показана), которая проходит на всю глубину и перфорирована в зоне горизонтальный концевых участков соответственно 9,10,11,12. Кроме того, каждая из скважин 4,5,7,8 снабжена трубопроводом (не показан), который размещен в ней и проходит в горизонтальном концевом участке соответственно 9,10,11,12. Each well 4,5,7,8 has a horizontal end section of 9.10, II, 12, respectively, which is located in the
В ходе проведения процесса в нормальных условиях между нагнетательной скважиной соответственно 4 или 7 и добывающей скважиной соответственно 5 или 8 в первоначально непроницаемой залежи 1 гудронного песка создается проницаемая зона. Создание проницаемых зон включает в себя циркулирование водяного пара по нагнетательным скважинам 4 и 7 и осуществление поочередного нагнетания водяного пара и извлечения углеводородов по добывающим скважинам 5 и 8. Циркулирование водяного пара по скважине достигается нагнетанием водяного пара по трубопроводу, проходящему по скважине, и извлечением текучей среды через кольцевой зазор между трубопроводом и обсадной трубой скважины или путем нагнетания водяного пара через этот кольцевой зазор и извлечения текучей среды по трубопроводу. Поочередное нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающим скважинам 5 и 8 можно прервать на период времени, в течение которого добывающие скважины 5 и 8 закрыты таким образом, что эти добывающие скважины 5, 8 работают в соответствии с методом вымачивания водяным паром или по методу вдох-выдох. Поочередное нагнетание водяного пара и извлечение углеводородов по добывающей скважине 5 могут быть осуществлены в фазе с поочередными нагнетанием водяного пара и извлечением углеводородов по добывающей скважине 8 или не совпадать по фазе. Вследствие этого при нагнетании по добывающей скважине 5 углеводороды извлекают по скважине 8 с последующим обратным циклом. During the process under normal conditions, a permeable zone is created between the injection well, respectively 4 or 7, and the production well, respectively 5 or 8, in the initially
Когда между нагнетательными скважинами 4,7 и добывающими скважинами 5,8 создается проницаемая зона, нагнетание водяного пара по добывающим скважинам 5 и 8 прекращают и начинают дренаж при содействии водяного пара в соответствии с настоящим изобретением. С этой целью по нагнетательным скважинам 4 и 7 нагнетают водяной пар, одновременно углеводороды извлекают по добывающим скважинам 5 и 8, причем давление нагнетания в нагнетательной скважине 4 первой пары 3 скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине 7 второй пары 6 скважин. When a permeable zone is created between the injection wells 4.7 and the production wells 5.8, the injection of water vapor through the
Во время дренажа самотеком при содействии водяного пара в соответствии с настоящим изобретением водяной пар по горизонтальным участкам 9 и 11 (фиг.2) нагнетательных скважин 4, 7 поступает в залежь 1, в результате чего образуются содержащие водяной пар зоны 13 и 14. Вследствие перепада давлений нагнетания содержащая водяной пар зона 13 способна расширяться и превосходить по размерам содержащую водяной пар зону 14. Таким путем достигается нагрев более значительной части залежи, чем в соответствии с обычным методом. Таким образом, при осуществлении способа настоящего изобретения создается более значительная зона, содержащая водяной пар, что позволяет увеличить добычу и сделать эту добычу более эффективной. Эти усовершенствования проиллюстрированы в нижеследующем гипотетическом примере. During gravity drainage with the assistance of water vapor in accordance with the present invention, water vapor enters the
Для сопоставления предлагаемого и известного способов провели исследования с числовой имитацией. Существующие в залежи условия были идентичными условиям для канадской залежи гудронного песка в Пис Ривер. В залежи гудронного песка с толщиной формации 26 м на глубине приблизительно 570 м разместили две пары скважин, длина горизонтальных скважин составила 790 м. Горизонтальные участки добывающих скважин проходили приблизительно на 10 м ниже горизонтальных участков нагнетательных скважин. Расстояние между обеими парами горизонтальных участков составляло 64 м. To compare the proposed and known methods conducted research with numerical simulation. The conditions in the deposit were identical to those for the Canadian tar sand deposit in the Peace River. Two pairs of wells were placed in tar sand with a formation thickness of 26 m at a depth of approximately 570 m, the length of horizontal wells was 790 m. The horizontal sections of the producing wells passed approximately 10 m below the horizontal sections of the injection wells. The distance between both pairs of horizontal sections was 64 m.
Путь для нефтепродуктов создавали следующим образом. Вначале в нагнетательных скважинах циркулировал водяной пар при температуре 260oC, что позволяло нагревать формацию, окружающую нагнетательные скважины 4 и 7, и получать нагретую текучую среду с понижением увеличения давления в залежи. Это продолжалось в течение одного года. В течение этого периода времени добывающая скважина 5 подвергалась циклическому воздействию то нагнетания водяного пара, то извлечению продукции. После этого 90%-ный водяной пар (водяной пар, содержащий 10 мас. воды в жидкой фазе) нагнетали по добывающей скважине 5, а текучую среду извлекали по добывающей скважине 8 в течение 60 дней. Затем в течение 60 дней осуществляли обратный цикл. Такой 120-дневный цикл нагнетания и извлечения повторили дважды.The path for petroleum products was created as follows. Initially, water vapor was circulated in the injection wells at a temperature of 260 ° C., which allowed heating the formation surrounding the injection wells 4 and 7 to obtain a heated fluid with a decrease in the pressure increase in the reservoir. This went on for one year. During this period of time, production well 5 was subjected to cyclic effects of either water injection or product recovery. After that, 90% water vapor (water vapor containing 10 wt.% Water in the liquid phase) was pumped through the production well 5, and the fluid was extracted through the production well 8 for 60 days. Then, a reverse cycle was performed for 60 days. This 120 day injection and recovery cycle was repeated twice.
Далее начинали дренаж самотеком при содействии водяного пара. В эталонном случае водяной пар нагнетали по нагнетательным скважинам 4 и 7 под давлением нагнетания 4000 кПа, а текучую среду извлекали по добывающим скважинам 5 и 8. По завершении 10-летного периода времени эффективность извлечения составила 0,62. Эта эффективность извлечения представляет собой количество добытого гудрона, деленное на количество гудрона, первоначально содержавшееся в залежи а общее количество добытых нефтепродуктов составило 184000 м3.Then began the drainage by gravity with the assistance of water vapor. In the reference case, water vapor was injected through injection wells 4 and 7 at an injection pressure of 4000 kPa, and the fluid was extracted through
Дренаж самотеком при содействии водяного пара в соответствии с изобретение осуществляют после подготовки пути, как это указано выше, путем нагнетания водяного пара по нагнетательной скважине 4 под давлением в 4000 кПа и по нагнетательной скважине 7 под давлением в 3500 кПа. В конце 10-летнего периода эффективность добычи составляла 0,90, а совокупная добыча нефтепродуктов была равной 267000 м3.Drainage by gravity with the assistance of water vapor in accordance with the invention is carried out after preparing the path, as described above, by injecting water vapor through an injection well 4 under a pressure of 4000 kPa and through an injection well 7 under a pressure of 3500 kPa. At the end of the 10-year period, the production efficiency was 0.90, and the total production of oil products was 267,000 m 3 .
Перепад давления нагнетания между смежными нагнетательными скважинами 4, 7 может находиться в интервале от 50 до 2000 кПа. The pressure difference between the adjacent injection wells 4, 7 may be in the range from 50 to 2000 kPa.
При осуществлении способа, который описан со ссылками на фиг. 1 и 2, было использовано только две пары скважин. Необходимо принять во внимание, что можно также использовать дополнительную пару 15 скважин 16,17, как это показано на фиг.3. Нагнетательной скважиной при этом является скважина 16, а добывающей скважиной служит скважина 17. Эта дополнительная пара 15 скважин обращена ко второй паре 6 скважин. In carrying out the method described with reference to FIG. 1 and 2, only two pairs of wells were used. You must take into account that you can also use an additional pair of 15 wells 16.17, as shown in Fig.3. In this case, the injection well is well 16, and the producing well is well 17. This additional pair of 15 wells faces the second pair of 6 wells.
Такая дополнительная пара 15 скважин является первой парой скважин относительно второй пары 6 скважин. Благодаря этому после создания между нагнетательными скважинами 4,7 и 16 и добывающими скважинами 5,8 и 17 проницаемой зоны, как это описано выше, в ходе проведения процесса добычи в нормальных условиях давления нагнетания водяного пара в нагнетательных скважинах 4,7,16 подбирают таким образом, чтобы давление нагнетания в нагнетательных скважинах 4 и 16 превышало давление в нагнетания в нагнетательной скважине 7. Приемлемая разница давлений при этом составляет от 50 до 2000 кПа. Such an additional pair of 15 wells is the first pair of wells relative to the second pair of 6 wells. Due to this, after creating between the injection wells 4.7 and 16 and production wells 5.8 and 17 a permeable zone, as described above, during the production process under normal conditions, the injection pressure of water vapor in the injection wells 4.7,16 is selected as so that the injection pressure in
Кроме того, справа от дополнительной пары 15 скважин можно предусмотреть также наличие еще одной пары скважин (не показана), которая будет служить второй парой скважин относительно дополнительной пары 15 скважин. В случае использования большего числа пар скважин нумерацию первой и второй пар скважин производят, придерживаясь изложенного принципа. In addition, to the right of the additional pair of 15 wells, it is also possible to provide for the presence of another pair of wells (not shown), which will serve as a second pair of wells relative to the additional pair of 15 wells. In the case of using a larger number of pairs of wells, the numbering of the first and second pairs of wells is carried out in accordance with the above principle.
На фиг. 4 представлена схема размещения на поверхности четырех рядов скважин, обозначенных позициями 18,19,20,21. In FIG. 4 shows the layout on the surface of four rows of wells, indicated by the
Каждый ряд 18,19,20,21 включает в себя две пары скважин, каждая из которых имеет нагнетательную скважину соответственно 22 или 23,24 или 25,26 или 27,28 или 29, и добывающую скважину соответственно 30 или 31 32 или 33,34 или 35,36 или 37. Each
Нагнетательные скважины 22-29 заканчиваются в залежи (не показана), добывающие скважины 30-37 заканчиваются внутри залежи на уровне ниже концов нагнетательных скважин 22-29. Injection wells 22-29 end in deposits (not shown), production wells 30-37 end inside the reservoir at a level below the ends of injection wells 22-29.
Ряд 19 скважин обращен к ряду 18 скважин, причем ряд 19 является вторым рядом относительно ряда 18. Ряд 20, обращенный к ряду 19, служит первым рядом скважин относительно ряда 19, а ряд 21 является вторым рядом скважин относительно ряда 20.
В ходе проведения процесса в нормальных условиях между нагнетательными скважинами 22-29 и добывающими 30-37 создаются проницаемые зоны, причем водяной пар циркулирует по нагнетательным скважинам 22-29, а по добывающим скважинам 30-37 попеременно то нагнетают водяной пар, то добывают углеводородные продукты. During the process, under normal conditions, permeable zones are created between injection wells 22-29 and production wells 30-37, water vapor circulating through injection wells 22-29, and water production or production of hydrocarbon products alternately injected through production wells 30-37 .
После этого водяной пар нагнетают по нагнетательным скважинам 22-29, где давление нагнетания в нагнетательных скважинах, относящихся к первым рядам 18 и 20 скважин, превышает давление нагнетания в нагнетательных скважинах вторых рядов 19,21 скважин. After that, water vapor is injected through injection wells 22-29, where the injection pressure in the injection wells belonging to the first rows of 18 and 20 wells exceeds the injection pressure in the injection wells of the second rows of 19.21 wells.
Приемлемая разница давления нагнетания между смежными нагнетательными скважинами составляет от 50 до 2000 кПа. An acceptable difference in injection pressure between adjacent injection wells is from 50 to 2000 kPa.
В приемлемом варианте нагнетательная скважина и добывающая скважина пары скважин имеют горизонтальные концевые участки (не показаны), которые проходят внутри залежи. Эти горизонтальные концевые участки могут быть параллельными между собой и горизонтальный концевой участок добывающей скважины может проходить в направлении, аналогичном направлению горизонтального концевого участка нагнетательной скважины. В приемлемом варианте скважины в ряду скважин расположены таким образом, что направления горизонтальных концевых участков этих скважин практически совпадают с направлением ряда. In an acceptable embodiment, the injection well and production well of a pair of wells have horizontal end sections (not shown) that extend inside the reservoir. These horizontal end sections may be parallel to each other and the horizontal end section of the production well may extend in a direction similar to the direction of the horizontal end section of the injection well. In an acceptable embodiment, the wells in a row of wells are arranged so that the directions of the horizontal end sections of these wells practically coincide with the direction of the row.
Такие скважины снабжены горизонтальными концевыми участками, причем часть обсадной трубы такого горизонтального концевого участка перфорирована. По меньшей мере часть перфорированной обсадной трубы может быть заменена втулкой, которая находится в горизонтальном участке скважины. Such wells are provided with horizontal end sections, and a part of the casing of such a horizontal end section is perforated. At least a portion of the perforated casing may be replaced by a sleeve that is located in a horizontal portion of the well.
Эти скважины могут быть также снабжены более чем одним трубопроводом, в частности двойным комплектом труб, благодаря чему нагнетание водяного пара можно производить по одному трубопроводу, а извлечение углеводородов по другому трубопроводу, а не по кольцевому зазору вокруг такого трубопровода. These wells can also be equipped with more than one pipeline, in particular a double set of pipes, due to which water vapor can be injected through one pipeline, and hydrocarbons can be extracted through another pipeline, rather than an annular gap around such a pipeline.
Claims (8)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA002055549A CA2055549C (en) | 1991-11-14 | 1991-11-14 | Recovering hydrocarbons from tar sand or heavy oil reservoirs |
| CA2055549 | 1991-11-14 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU92004379A RU92004379A (en) | 1995-02-27 |
| RU2098613C1 true RU2098613C1 (en) | 1997-12-10 |
Family
ID=4148758
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU9292004379A RU2098613C1 (en) | 1991-11-14 | 1992-11-12 | Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5318124A (en) |
| CA (1) | CA2055549C (en) |
| DE (1) | DE4238247C2 (en) |
| RU (1) | RU2098613C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477785C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing high-viscosity oil production |
| RU2678738C1 (en) * | 2018-03-21 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method |
| RU2816143C1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells |
Families Citing this family (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2096999C (en) * | 1993-05-26 | 1996-11-12 | Neil Edmunds | Stabilization and control of surface sagd production wells |
| EA000057B1 (en) * | 1995-04-07 | 1998-04-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Oil production well and assembly of such wells |
| MX9603323A (en) * | 1995-09-29 | 1997-03-29 | Amoco Corp | Modified continuous drive drainage process. |
| US5803171A (en) * | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
| US5957202A (en) * | 1997-03-13 | 1999-09-28 | Texaco Inc. | Combination production of shallow heavy crude |
| US5984010A (en) * | 1997-06-23 | 1999-11-16 | Elias; Ramon | Hydrocarbon recovery systems and methods |
| CA2251157C (en) * | 1998-10-26 | 2003-05-27 | William Keith Good | Process for sequentially applying sagd to adjacent sections of a petroleum reservoir |
| US6257334B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
| US6499979B2 (en) | 1999-11-23 | 2002-12-31 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Prilling head assembly for pelletizer vessel |
| US6357526B1 (en) | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| US7445049B2 (en) * | 2002-01-22 | 2008-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
| US6973973B2 (en) * | 2002-01-22 | 2005-12-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
| US7147057B2 (en) * | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
| CA2462359C (en) | 2004-03-24 | 2011-05-17 | Imperial Oil Resources Limited | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
| US7749378B2 (en) | 2005-06-21 | 2010-07-06 | Kellogg Brown & Root Llc | Bitumen production-upgrade with common or different solvents |
| US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
| CA2593585C (en) | 2006-07-24 | 2012-10-02 | Uti Limited Partnership | In situ heavy oil and bitumen recovery process |
| US7770643B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
| US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
| DE102007008292B4 (en) * | 2007-02-16 | 2009-08-13 | Siemens Ag | Apparatus and method for recovering a hydrocarbonaceous substance while reducing its viscosity from an underground deposit |
| US20090078414A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corp. | Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil |
| US7968020B2 (en) * | 2008-04-30 | 2011-06-28 | Kellogg Brown & Root Llc | Hot asphalt cooling and pelletization process |
| CA2631977C (en) * | 2008-05-22 | 2009-06-16 | Gokhan Coskuner | In situ thermal process for recovering oil from oil sands |
| DE102008047219A1 (en) * | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Process for the extraction of bitumen and / or heavy oil from an underground deposit, associated plant and operating procedures of this plant |
| EP2359305A4 (en) | 2008-11-20 | 2017-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Sand and fluid production and injection modeling methods |
| US8646524B2 (en) * | 2009-03-16 | 2014-02-11 | Saudi Arabian Oil Company | Recovering heavy oil through the use of microwave heating in horizontal wells |
| US20110094937A1 (en) * | 2009-10-27 | 2011-04-28 | Kellogg Brown & Root Llc | Residuum Oil Supercritical Extraction Process |
| US20110185631A1 (en) * | 2010-02-03 | 2011-08-04 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and Methods of Pelletizing Heavy Hydrocarbons |
| US8584749B2 (en) | 2010-12-17 | 2013-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dual reinjection |
| US9091159B2 (en) * | 2011-12-08 | 2015-07-28 | Fccl Partnership | Process and well arrangement for hydrocarbon recovery from bypassed pay or a region near the reservoir base |
| WO2014000097A1 (en) * | 2012-06-29 | 2014-01-03 | Nexen Energy Ulc | Uplifted single well steam assisted gravity drainage system and process |
| US9341050B2 (en) | 2012-07-25 | 2016-05-17 | Saudi Arabian Oil Company | Utilization of microwave technology in enhanced oil recovery process for deep and shallow applications |
| WO2016139498A2 (en) * | 2012-11-05 | 2016-09-09 | Osum Oil Sands Corp. | Method for operating a carbonate reservoir |
| US9494025B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
| CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
| CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
| CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
| CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
| CN108035703B (en) * | 2017-11-27 | 2020-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Alternate steam flooding development method and steam flooding development well pattern structure |
| US11927084B2 (en) * | 2020-11-04 | 2024-03-12 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon-production methods employing multiple solvent processes across a well pad |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3749170A (en) * | 1972-03-01 | 1973-07-31 | F Riehl | Method of recovering oil from substantially level formation strata |
| US3847219A (en) * | 1973-10-03 | 1974-11-12 | Shell Canada Ltd | Producing oil from tar sand |
| US3848671A (en) * | 1973-10-24 | 1974-11-19 | Atlantic Richfield Co | Method of producing bitumen from a subterranean tar sand formation |
| US3958636A (en) * | 1975-01-23 | 1976-05-25 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from a tar sand formation |
| US4456065A (en) * | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Elektra Energie A.G. | Heavy oil recovering |
| US4545435A (en) * | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4598770A (en) * | 1984-10-25 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for viscous oil |
| US4850429A (en) * | 1987-12-21 | 1989-07-25 | Texaco Inc. | Recovering hydrocarbons with a triangular horizontal well pattern |
| FR2632350B1 (en) * | 1988-06-03 | 1990-09-14 | Inst Francais Du Petrole | ASSISTED RECOVERY OF HEAVY HYDROCARBONS FROM A SUBTERRANEAN WELLBORE FORMATION HAVING A PORTION WITH SUBSTANTIALLY HORIZONTAL AREA |
| US4926941A (en) * | 1989-10-10 | 1990-05-22 | Shell Oil Company | Method of producing tar sand deposits containing conductive layers |
| GB9003758D0 (en) * | 1990-02-20 | 1990-04-18 | Shell Int Research | Method and well system for producing hydrocarbons |
| US5042579A (en) * | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
-
1991
- 1991-11-14 CA CA002055549A patent/CA2055549C/en not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-11-12 DE DE4238247A patent/DE4238247C2/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-11-12 US US07/974,439 patent/US5318124A/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-11-12 RU RU9292004379A patent/RU2098613C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| CA, патент, 1130201, кл. E 21 B 43/24, 1982. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477785C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for increasing high-viscosity oil production |
| RU2678738C1 (en) * | 2018-03-21 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method |
| RU2816143C1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2055549C (en) | 2002-07-23 |
| US5318124A (en) | 1994-06-07 |
| CA2055549A1 (en) | 1993-05-15 |
| DE4238247A1 (en) | 1993-05-19 |
| DE4238247C2 (en) | 2003-07-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2098613C1 (en) | Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit | |
| US3501201A (en) | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| US5085276A (en) | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing | |
| CA1201377A (en) | Advancing heated annulus steam drive | |
| US3692111A (en) | Stair-step thermal recovery of oil | |
| RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
| US3847219A (en) | Producing oil from tar sand | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| CA3010530C (en) | Single well cross steam and gravity drainage (sw-xsagd) | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| US4379592A (en) | Method of mining an oil-bearing bed with bottom water | |
| US4986352A (en) | Intermittent steam injection | |
| US3430700A (en) | Recovery of petroleum by thermal methods involving transfer of heat from one section of an oil-bearing formation to another | |
| Oglesby et al. | Status of the 10-Pattern Steamflood, Kern River Field, California | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
| CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
| US3372750A (en) | Recovery of heavy oil by steam injection | |
| US3537526A (en) | Method of recovering hydrocarbons from a hydrocarbon-containing subsurface formation | |
| Hall et al. | Operation and performance of the Slocum thermal recovery project | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| RU2310744C1 (en) | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111113 |